在全球碳中和的框架下，氢能的环保性以及可再生性，使其具有举足轻重的作用。鉴于其种种优势，在新能源体系下，氢能被视为与电能相互补的优质二次能源，目前的分布式能源中，已形成“风光发电-多余电量电解水制氢-氢气储存-利用燃料电池发电”较为完整的能源转换链条，氢作为能量储存的载体形式，有效减少了偏远地区弃风弃光的现象。
1.1.2、发展氢能源能够改善能源结构，带动产业链发展
打造多元能源结构体系，降低对外油气依存度。化石能源在地球储备有限，2020年我国煤炭、石油、天然气在能源消费中分别占比56.7%、19.1%、8.5%。特别地，我国是油气进口大国，石油与天然气对外依存度达73%、43%，因此需在上述化石能源之外，寻找新的能源保障。同时，当某种能源受到限制时，氢能可以快速作为补充，因此打造可再生能源多元化的供应体系势在必行。
促进风光装机，助力实现双碳目标。当前约有28个国家提出碳中和时间节点，中国在2020年9月的第75届联合国大会上进一步明确2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标。氢能源作为能源储存的一种方式，通过增强对风光发电的消纳能力，有效减少弃风弃光现象，促进光伏与风电产业发展，并间接地减少温室气体与污染物排放。
带动上下游产业，提供经济增长强劲动力。从产业链角度来看，发展氢能涉及能源、化工、交通等多个行业领域。新兴的产业链机会能够通过拓展全新的赛道，实现相关行业发展的弯道超车，促进我国可再生能源、新能源汽车、工业还原技术等领域的快速发展。
1.2、我国氢能源处于从零到一突破的关键期，政策支持力度大
氢能源作为新兴产业，其发展速度很大程度上取决于政府的支持力度。一方面是加氢基础设施的批建，足量的氢气配套是推广氢能使用的基础条件;另一方面是政府对核心零部件及燃料电池整车的补贴支持，真正掌握核心技术的企业需要大量的时间与资金以支撑其技术变革和规模化生产，从而实现成本降低。
中国自2001年起确立了“863计划电动汽车重大专项”项目，确定了三纵三横战略，以纯电动、混动和燃料电池汽车为三纵，以多能源动力总成控制、驱动电机和动力蓄电池为三横。随着燃料电池产业发展逐渐成熟，中国在燃料电池领域的规划纲要和战略定调已经出现苗头，支持力度逐渐加大。
各地政府积极出台氢能产业链的补贴政策。地方政策出台较多的区域主要集中在北京、上海、广东、河北、山东等区域，主要聚焦在氢燃料汽车(主要为城市公交大巴车和物流车)的推广、燃料电池核心技术研发、加氢基础设施建设以及氢能示范城区的打造。
我国目前的燃料电池补贴政策是以奖代补。随着燃料电池技术的进步，我国正在实施各种财政政策补贴扶持燃料电池汽车商业化发展。2020年9月起，我国对氢燃料电池汽车开始为期4年的“以奖代补”政策，对入围示范的城市群，按照其目标完成情况拨付奖励资金。具体而言，有以下几个特点：
(1)补贴领域：燃料电池汽车的推广+氢能供应，利好燃料电池核心零部件国产化。燃料电池汽车推广方面，除了对整车进行奖励，同时对国产的电堆、膜电极、质子交换膜、碳纸、催化剂等燃料电池关键核心零部件环节进行积分奖励，促进零部件的国产化替代。氢能供应方面，主要对车用氢气实际加注量给予积分奖励，其中，绿氢的补贴额高于灰氢。
(2)补贴方式：“以奖代补”而非大面积补贴。氢燃料电池汽车的补贴将由面向全国大范围式的购置补贴方式，转为面向入围城市群的燃料电池汽车商用补贴。同时，补贴需项目完成并达标后，经专家评审通过，对示范城市予以奖励。
(3)补贴额度：对入选城市群，每个城市群最多获17亿奖励。补贴采用积分制，对获批的城市群组，燃料电池汽车的商业应用补贴上限为15亿元，氢能供应补贴上限为2亿元。加氢站建设没有补贴，避免过去出现的建设充电站没车充电的情况。
1.3、国际上美、欧、日等发达国家氢能源产业链相对成熟
燃料电池技术突破以及环保要求共同促进全球加速氢能源发展步伐。近年来，燃料电池技术取得了重大突破性进展，氢能产业下游的应用潜力逐渐被开发。同时，全球气候压力增大，世界正逐步失去《巴黎协定》的温控目标机会，各国加大了低碳和绿色转型发展的步伐。发展氢能成为世界各主要国家的共识，目前氢经济的全球布局已经初步展开。
1.3.1、欧盟对碳排放要求严格，欧洲工业巨头在氢能源积累较深
欧洲在氢能产业化推广过程中，强调氢能在工业和交通中的脱碳作用，作为低碳发展的保障。2019年发布《欧洲氢能路线图》，计划2050年氢能可占欧洲能源需求的24%。
德国的龙头企业带动全国氢能网络加速布局。道达尔液化空气等龙头企业共同推进的氢能源商用化，在德国加快建设氢能网络。
法国的氢能产业链基础较好，致力于成为全球氢能经济的重要参与者，法国液空、法国燃气集团、阿尔斯通等均在氢能源产业中有所建树。
荷兰具有完备的物流基础设施，正在积极借助风能发展绿氢。
2020年欧盟委员会发布了《欧盟能源系统整合策略》和《欧盟氢能战略》，意在为欧盟设置新的清洁能源投资议程，以达成在2050年实现碳中和的目标，同时刺激相关就业，进一步刺激欧盟在后疫情时代的经济复苏。其中《欧洲氢能战略》将绿氢作为未来发展重点对象(主要依靠风能，太阳能生产氢)，制定了三阶段发展目标：第一阶段为2020-2024年，在欧盟境内建成装机容量6GW的电解槽,可再生氢年产量超过100万吨，第二阶段2024-2030年，电解槽容量提升到40GW以上，可再生氢能源年产量可达到1000万吨，第三阶段2030-2050年，重点是氢能在能源密集产业的大规模应用，典型代表是钢铁和物流行业。
1.3.2、美国氢能源发展起步早，加氢站利用率高
美国是最早将氢能纳入能源战略的国家。早在1970年就提出了“氢经济”概念。2002年，美国发布《国家氢能发展战略》，标志着美国氢能产业从构想转入行动阶段，此后美国陆续出台《氢能技术研究与开发行动计划》、《氢立场计划》、《氢与燃料项目计划》等。2003年，以美国为首成立了氢能与燃料电池国际伙伴关系，并简历全球“氢安全委员会”，设立氢安全知识工具平台，旨在多方位引领全球氢产业发展。自2004年以来，美国能源部平均每年投资氢能产业项目超过1.2亿美元，通过一系列项目布局和持续投资，奠定了氢能产业关键技术的全球优势地位。2019年，美国氢能与燃料电池协会发布《氢经济路线图》，重申美国将继续保持氢能领域技术优势地位;拟在交通、分布式发电、家用热电联产等多个领域扩大氢能在美国的规模化应用;提出2030年达到530万辆燃料电池车和5600个加氢站的目标。
美国氢燃料电池市场和加氢站利用率等方面世界领先。普拉格能源基本垄断了全球氢燃料电池叉车的市场。截至2020年底，美国在运营的加氢站49座，截至2020年底美国燃料电池汽车保有量接近9000台，平均每座加氢站服务汽车接近180辆，加氢站利用率高。未来5年内，美国能源部计划投资1亿美元支持由美国国家实验室主导的氢能和燃料电池的关键技术研究。
1.3.3、日本是目前全球氢能源应用开发最全面和最坚定的国家
早在20世纪70年代就开始氢燃料电池技术探索。2014年在《能源基本计划》中将氢能定位为与电力和热能并列的核心二次能源，并提出建设“氢能社会”的愿景。先后发布《日本再复兴计划》、《能源基本计划》、《氢能基本战略》等相关文件，规划了实现氢能社会战略的技术路线，建立了全球领先的产业技术和能力储备。氢能应用场景广泛，涉及交通、家庭供电以及工业原料。
根据海外H2stations网站统计数据，截至2020年底，日本在运营的加氢站约142座，燃料电池汽车保有量约4000辆，每座加氢站服务车辆约30辆。
丰田、本田等企业主导推动日本氢燃料电池汽车的发展，根据丰田2020年财报，截至2021年3月，丰田Mirai的销量累计为13963辆，主要销往美国加州。
为了保证本土氢能供应，日本正在推进日本-文莱天然气制氢、日本-澳大利亚褐煤治氢的海外船舶输氢项目，并于2020年2月完成福岛10MW级制氢装置的试运营，是目前全球最大的光伏制氢装置。
2017年日本公布了《基本氢能战略》，2019年日本公布了《氢能利用战略》。《基本氢能战略》预计2025年将发电成本降低至低压25日元/kWh,高压17日元/kWh;预计至2025年建设加氢站320座，燃料电池轿车20万辆，与混合动力轿车的价格相当，氢燃料电池公交车价格减半。《基本氢能战略》中预计2050年实现氢气供应能力500-1000万吨/年并主要用于氢能发电，氢气的供应成本聚集降至20日元/Nm^3，预计在2050年用氢能发电取代天然气发电，并将发电成本降至12日元/KWh，预计实现加氢站取代加气站，燃料电池汽车取代传统汽油燃料车，引入大型燃料电池车;同时实现家用热电联供燃料电池系统取代传统居民的能源系统。
1.3.4、韩国氢能源产业快速发展
2008年以来，韩国政府先后实施“绿色氢城市示范等项目”，以绿色低碳城市发展战略推动氢能产业发展。韩国先进的氢燃料汽车和燃料电池相关技术，其发展战略是以氢能产业下游应用推动上游和中游研发。
韩国与沙特、挪威、澳大利亚、新西兰签署合作协议共同开发制氢项目。确定安山、蔚山、完州和全州作为“氢能经济示范城市"试点。2019年新建加氢站20座，累计投运34座，由斗山主导建设的"昌源国家产业园业氢示范项目"将于2022年底完工，投产后预计液氢产能将达到5吨/天。
2019年韩国工信部门联合其他部门发布《氢能经济发展线路图》，提出在2030年进入氢能社会，率先成为世界氢经济领导者，计划2040年氢燃料电池汽车累计产量增至620万辆，加氢站增至1200个，燃料电池产能扩大到15GW,氢气价格约为3000韩元/kg(约17.6元/公斤)。韩国计划五年内投资2.6万亿韩元(约152亿元人民币)，加大氢燃料电池汽车的推广和普及。
2、氢气全产业链正在加紧布局建设
2.1、氢气制取：石化制氢是目前主流，清洁能源制氢是未来趋势
现阶段化石燃料制氢仍是主流路线，电解水基于成本高目前占比较少。在制氢产业方面，根据HydrogenFromRenewablePower数据资料，全球的氢气产量将近上亿吨，有96%来自于化石燃料，其中48%来自于化石燃料的裂解，30%来自于醇类裂解，18%来自于焦炉气，电解水占比4%左右，占比小的主要原因在于电解水制氢成本很高，是化石燃料的2倍多。
清洁能源制氢是未来趋势。电解水制氢技术能够适应风-光-水等可再生能源发电系统不连续、不稳定的供电缺陷，降低电解水制氢成本，延长使用寿命，促进分布式能源经济发展;风-光-水等可再生能源通过制氢、用氢的过程，将能量进行存储、转换，使能量对用户的供应过程变得更加便捷灵活。因此，利用可再生能源电解水制氢技术的兴起是必然的，同时也是未来的必由之路。
2.1.1、石化资源制氢仍是目前氢气主要来源
氢能产业发展的初衷是基于氢的清洁属性，目前96%的氢是通过化石燃料制取，技术成熟，成本最低，但是伴随着大量2排放，有悖于氢的清洁属性。根据文章《氢在能源转型变革中的潜在优势分析》中测算，煤炭、石油、天然气制氢的碳排放强度分别为19t2/t2，12t2/t2和10t2/t2。目前世界上有130个在役煤制氢工程项目，其中超过80%在我国。而在国际上，天然气制氢是主流制氢方式。因此，我国在化石燃料制氢方面的碳排放强度更高，减排压力更大。
由于我国煤炭储量高、风光等可再生资源丰富，“化石燃料+CCUS”和“可再生能源+电解水”将会成为清洁高效的制氢技术选择。我国CCUS产业技术经过十余年发展已经取得较大进步，但在技术推广方面仍然存在诸多瓶颈，经济可行性和环境安全性也面临着挑战。“可再生能源+电解水”制氢技术已经达到可以支撑商业化的程度，目前主要的技术突破点在于PEM电解槽电解效率、寿命的提升，以及可再生能源发电成本的下降。近年来，我国风力发电和光伏发电的快速发展，加速推动了可再生能源发电成本大幅降低，电解水制氢成本已经接近传统化石燃料制氢成本。
我国煤化工行业相对成熟，基于当前的煤气化炉装置生产氢气，并利用变压吸附(PSA)技术将其提纯到燃料电池用氢要求。煤制氢需要大型气化设备，一次装置投资价格高，单位投资成本在1-1.7万元/(3/h)之间。只有规模化生产才能降低成本，因此煤制氢不适合分布式制氢，适合中央工厂集中制氢。
2.1.2、龙头企业布局，可再生能源制氢是未来趋势
国内龙头企业布局可再生能源制氢。可再生能源制氢技术是将可再生能源通过风机、太阳能电池、水泵等发电机组转换成电能，电能通过电解水制氢设备转换成氢气，将氢气输送至氢气应用终端或经燃料电池并入电网中，完成从可再生能源到氢能的转换。
根据电能来源的不同，可将可再生能源制氢技术分为并网型制氢和离网型制氢两种。并网型制氢是将发电机组接入电网，从电网取电的制氢方式，比如从风光耦合系统电网侧取电，进行电解水制氢，主要应用于大规模风光耦合系统的消纳和储能。离网型制氢是将发电机组所产生的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备进行制氢，主要应用于分布式制氢或局部燃料电池发电供能。基于风电场、光伏站、水电站等现有结构，结合制氢技术的优势，建立可再生能源多能互补制氢系统拓扑结构，整个制氢系统包括可再生能源发电机组、电解水制氢系统、储氢系统、输运系统、燃料电池、电网等。
可再生能源制氢技术主要包含电-氢转换和氢气储运两大关键技术。电-氢转换示意图中左侧电解水装置消耗电能产生氢气，实现电能向氢能的转换，右侧燃料电池或热电联产机组利用氢气产生电能，实现氢能向电能的转换。制氢技术的制约因素在于降低成本、提高能效、大规模生产系统搭建等方面。
电费成本是目前光伏制氢总成本的主要构成。以目前的价格初步测算，0.5元/kWh的电价下，碱性电解水和PEM电解水制氢的成本分别为28元/KG和37元/KG，其中电费是制氢成本中的主要构成。
2.2、储运：目前主要通过高压气态的形式
高压气态是目前国内储运最主要的方式。储氢技术目前主要有气态储氢、液态储氢和固态储氢等，气态储氢技术成熟，成本低但密度低，体积比容量小，相比之下液态和固态储氢前期成本较高。运氢技术主要有长管拖车运输、液氢槽车运输、管道运输等，气态管束车运输是目前国内最主流的方式，若氢气大规模应用，随着规模效应有效降低成本，液氢槽车运输和管道运输有望铺开。储运技术也是制约氢能大规模发展的因素之一。
2.2.1、高压气态是目前最经济的储运方式
根据电池中国的调查结果，现阶段中国普遍采用20Mpa气态高压储氢与管束管车运输氢气。在加氢站日需求量500Kg以下的情况下，气氢拖车运输节省了液化成本与管道建设前期投资成本，在一定储运距离以内经济性较高。当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才能满足高效经济的要求。
2.2.2、液化氢气费用很高，技术成熟度有待进一步提升
氢气液化后便于大规模储运。根据电池中国的数据，由于低温液态氢高密度的特性(液氢密度分别是20Mpa、30MPa、70MPa气氢密度的4.9/3.4/1.8倍)，液氢槽车运输方式相较于20MPa高压气氢拖车，可使单车储运量提高约9倍，充卸载时间减少约1倍，并且在液化过程还能提高氢气纯度，一定程度上可节省提纯成本。随着氢能产业的发展，液氢储运是大规模长距离储运氢的方向之一。
目前氢气用量少，液化成本高。现有技术条件下，液化过程的能耗和固定投资较大。根据国际能源网数据，液化过程中消耗的能量占到整个液氢储运环节的30%-40%以上。未来，由于液化设备的规模效应和技术升级，液化能耗和设备成本还有较大的下降空间。
2.2.3、管道运输前期投入大，适合大规模运输氢气
管道适于大量、长距离的氢气输送。氢能源网资料显示氢气的长距离管道输送已有60余年的历史。最早的长距离氢气输送管道1938年在德国鲁尔建成,其总长达208公里,输氢管直径在0.15~0.30m之间,额定压力约为2.5MPa,连接18个生产厂和用户,从未发生任何事故。根据PacificNorthwestNationalLaboratory(PNNL)2016年的统计数据，欧洲大约有1500公里输氢管。世界最长的输氢管道建在法国和比利时之间,长约400公里。目前使用的输氢管线一般为钢管,运行压力为1-2MPa,直径0.25-0.30m，美国氢气管线长度约2608公里,美国氢气管道的造价为31-94万美元公里。现有的天然气管道可用于输送氢气和天然气的混合气体,也可经过改造输送纯氢气,这主要取决于钢管材质中的含碳量,低碳钢更适合输送纯氢。
2.3、加氢：国内加氢站主要采用外供氢的模式
2.3.1、加氢站技术路线&配套核心设备
加氢站的主要技术路线有站内制氢技术和外供氢技术。
欧美采用站内制氢的比例较国内多。站内加氢技术是用天然气或者其他原料在加氢站内自己制氢然后加注至燃料电池汽车中，或者通过电解水制氢然后压缩，再加注到氢能源燃料电池汽车中。天然气重整制氢法由于设备便于安装、自动化程度较高，且能够依托现有油气基础设施建设发展，因而在站内制氢加氢站中应用最多，因此在欧洲、美国，站内制氢加氢站主要采用这种制氢方式。
外供氢加氢站的氢气往往使用高压氢气瓶管束拖车运输至加氢站。加氢站内没有制氢装置，所用的氢气由站外的集中式制氢基地制备，而后再通过长管拖车、液氢槽车或者氢气管道由制氢基地运输至加氢站，由氢气压缩机压缩并输送入高压储氢瓶内存储，最终通过氢气加气机加注到氢能源燃料电池汽车中使用。国内目前不采用站内制氢的原因主要在于设备成本过高，目前单个站点氢气的需求量有限。
氢的储运方式是影响加氢站业态设计的重点与技术难点。中国作为产氢大国，氢原料储备充足，但由于运输和储存条件苛刻，储运环节成为了氢产业链上的难关，也直接影响了加氢站的模式设计。根据氢气存储方式的不同，外供氢加氢站又可进一步分为高压气氢站和液氢站两大类。外供氢加氢站中的高压气氢站建设成本最低，是全球应用最广泛的加氢站模式，目前中国的加氢站均为高压气氢站。液氢储运加氢站主要分布在美国和日本，在中国也得到了初步探索，由中科富海和美国空气产品公司(AirProducts)合作的首座液氢储运加氢站正在建设中。
加氢站的主要设备包括：压缩机、储氢罐、加气机、泄气柱、管道、控制系统、氮气吹扫装置、监控装置等。其中压缩机、储氢罐、加气机为核心设备。
2.3.2、国内加氢站建设提速，国产化加速氢能源成本下降
截至2020年底，我国国内累计建成加氢站118座，建成并运营加氢站101座，待运营17座，建设中和规划建设的加氢站约170座。中国石化主管人员在其主办的交通能源转型产业研讨会上表示规划到2025年，利用原有3万座加油站、870座加气站的布局优势，建设1000座加氢站或油氢合建站、5000座充换电站、7000座分布式光伏发电站点。各地政府也出台了明确的加氢站建设规划。
2.3.3、加氢站建设成本高，油氢合建站是一种可取的方式
基于目前单独的加氢站成本较高，氢气需求量相对较少，独立加氢站面临亏损的局面，综合性的油氢混合站是未来加氢站发展的方向之一。对氢能产业园而言，短期内的氢能源市场需求仍处于低位，单站建设的加氢站运营经济效益有限。油氢合建站是相对更可行的方式，同时联合建设比单独建设加氢站在土地审批环节也更容易。我国多个省市也出台地方管理法案支持利用现有加油、加气站点网络改扩建加氢设施，鼓励积极参与加氢站投资建设。
以佛山为例，《佛山市氢能源产业发展规划(2018—2030年)》中明确了“鼓励加氢站与加油站、加气站或充电桩合并设置”的原则。2019年7月1日，国内首座油氢合建站——中国石化佛山樟坑油氢合建站正式建成，日供氢能力为500kg。该油氢合建站采取加油、加氢、充电分区管理方式，是全国首座集油、氢、电能源供给及现代化综合服务于一体的新型网点。对氢能产业而言，油氢合建站有望成为现阶段最具有经济性的氢能商业模式。
3、中游：燃料电池系统是氢能产业链的核心
3.1、燃料电池系统由电堆和气体循环系统等环节构成
氢能源下游应用，需重点关注燃料电池系统。燃料电池系统有两部分核心构成：电堆和气体循环系统。
电堆主要由膜电极和双极板构成，其中膜电极又由催化剂、气体扩散层(碳纸)和质子交换膜组成。气体循环系统主要作用是过滤空气，保证反应过程中压强稳定，控制氢气与空气流量、流速以延长电堆的使用寿命，主要包含空压机、氢气循环泵、储氢瓶等。
3.2、电堆是燃料电池系统最核心、价值量最高的环节
3.2.1、电堆由膜电极和双极板等技术难度较大的零部件组成
电堆是燃料电池系统最为核心的部件，也是价值量最高的环节。电堆是燃料电池系统发生化学反应的场所，由多个单体电池以串联方式层叠组合而成。氢气与氧气通过一定比例分别通入电堆的阳极与阴极，化学反应生成水与电能。电堆的质量决定了燃料电池系统整体的功率密度。
单体电池则是由将双极板与膜电极(催化剂、质子交换膜、碳纸/碳布)、密封垫片、集流板和端板组成。若干单体之间嵌入密封件，经前端与后端板压紧后用螺杆紧固拴牢，即构成燃料电池电堆。单体电池中，膜电极催化剂的催化性能、质子交换膜的传导性、碳纸/碳布的气体扩散性能，以及双极板的导电性等均是决定单体电池功率密度及效用的关键因素;同时，单体电池的一致性也决定了电堆的稳定性与可靠性。
电堆的性能评价包括体积功率密度以及使用寿命等。国外厂商以丰田、巴拉德和Hydrogenics为典型，研发历史悠久，其中巴拉德对膜电极的研发已超过40年，国外电堆整体性能优于国内厂商。国内电堆近年通过自主研发以及技术引进的方式，正逐步实现燃料电池电堆的国产替代。
当前国内实现电堆产销的企业主要存在两种运营模式：
一种是以亿华通为代表的自主研发一体化机构。这类公司主要依托自身的研发平台进行技术攻关，不断产品迭代，自主更新能力强。这类公司前期研发资金投入可能会压缩利润空间，资本营运压力较大，但其优势在于产品成本可控，议价能力强，依托核心竞争力在未来具有更大的放量空间。采用该模式进行电堆生产的企业正实现由整机采购向关键零部件购销的环节转换，国产替代化进程将会显著降低公司发动机产品制造成本费用。
一种是以国鸿氢能为代表的技术引进机构。这类公司主要通过与外资企业签订购销协议，获取技术引进，在前期具有较大技术优势，能够抢先占领市场份额。但此类模式的弊端在于技术保障缺乏，议价能力较差，容易形成高库存量，营运稳定性较差。国鸿氢能使用巴拉德技术生产的9SSL电堆在国内市占率较高。
高工产研氢电研究所(GGII)数据显示，电堆成本约占燃料电池系统成本的60%。截至2020年年底，根据国鸿氢能和雄韬股份等公司新品发布会上的报价，国产电堆面向战略合作伙伴，最低报价已下探至2000元/kW，对应燃料电池系统最低价格达到6000元/kW。国产电堆的规模化效应逐步释放，将有效降低燃料电池价格，促进燃料电池商用车与乘用车的推广。
3.2.2、膜电极
2019起开启膜电极国产化的元年。现阶段国外企业膜电极主要采用全球供货机制，产能旺盛，工业控制水平较为领先，国内膜电极目前虽未达到规模量产程度，但发展趋势显著。我国首条膜电极生产线于2017年落成，随后进入高速发展期。2019年鸿基创能、擎动科技、武汉理工氢电以及泰极动力国产生产线先后正式落成，标志着我国的膜电极领域逐步开启批量化生产步伐。膜电极是质子交换膜燃料电池的核心部件，是燃料电池内部能量转换的场所。膜电极主要由质子交换膜、催化剂层和气体扩散层组成。
(1)质子交换膜：性能逐步达标，国产替代正当时
发生反应时，质子交换膜只让阳极失去电子的氢离子透过到达阴极，但阻止电子、氢分子、水分子等通过，其主要的评价指标在于离子交换容量以及吸水率等。目前常用的商业化质子交换膜是全氟磺酸膜，复合膜、高温膜、碱性膜是未来发展方向。
我国电堆质子交换膜性能已接近国际水准，国产替代刚刚起步。随着2020年东岳氢能150万平米的产线建设，以及2021年2月苏州科润每年100万平米质子交换膜项目产线正式投建，国产交换膜有望迎来大幅降本空间。东岳集团是国内质子交换膜领域的领先企业，2020年11月已落地每年50万平米产能，是国内首家实现大规模量产的企业。其DMR100燃料电池膜已满足量产车型需求，并获得IATF16949验证。此外，科润的质子交换膜NEPEM-3015系列配套的燃料电池发动机已通过国家机动车产品质量监督检验中心强检。尽管其性能仍与国外厂商有所差距，但其价格优势显著，2021年预计会实现在燃料电池商业车上一定量的运用。
(2)气体扩散层：国产产品处于中试阶段
气体扩散层在电池中起到支撑催化剂、收集电流、传导气体和跑出反应产物的作用，目前以碳纤维纸、碳纤维布的两种形式存在。气体扩散层的评价标准包括透气性、低电阻率、高机械强度等。碳纸产品由日本东丽、德国SGL、加拿大巴拉德等几个国际大厂垄断，国内碳纸也主要是从日本东丽进口。
国内研究相对薄弱，国产产品尚处于中试、送样阶段。通用氢能从产品的设计、制造工艺和设备匹配，申请了一系列专利，打通了气体扩散层的整个生产流程，做到自有知识产权的国产化。2020年4月，上海华谊与VIBRANTEPOCHLTD.正式签署合作框架协议，在中国建立“气体扩散层用碳纸/碳布”生产基地。我国在气体扩散层环节涉足较浅，在一段时间内该环节成本下降空间相对有限，仅华谊集团、通用氢能等少数玩家开始入局。
(3)催化剂：载铂含量逐年递减，整机成本有望回落
催化剂可促进氧化剂和氢气的反应，使电子离开氢原子。催化剂目前仍依赖铂碳路线，但铂资源的匮乏和高成本制约了燃料电池大规模商业化。超低铂、无铂催化剂是未来研发方向，用铂量不断减少，成本下降空间很大。国内贵研铂业、大连化物所研制的催化剂目前处于中试阶段。
作为电堆成本占比最高的材料，催化剂对于活性、稳定性以及耐久性有较高要求，而贵金属铂(Pt)成为催化剂以及电堆成本居高不下的主要因素。各车企由于技术禀赋、产品载铂量具有较大异质性，丰田和现代的铂用量相差值达到一倍。我国催化剂量产虽然进程较慢，但在系统集成领域，欧阳明高院士已明确表示我国载铂量已达到丰田厂商生产水平，若能在产品端进一步压缩催化剂铂含量，成本下浮空间仍然可观。
3.2.3、双极板
双极板在电堆中起到输送分配燃料、隔离两极气体的作用，主要有石墨双极板和金属双极板两种技术路线。目前丰田Mirai采用金属双极板路线，因乘用车对集成度要求高，体积需要尽可能小;国内商用车走石墨双极板路线，一方面因为其成本更低，另一方面使用寿命更长，更符合商用车需求。双极板的技术难点主要在于流道设计，对冲压工艺、制造精度要求高。
石墨双极板在反应过程中不易被腐蚀，使用寿命较长。我国的石墨双极板企业已逐步实现量产化，以亿华通为例，已通过神力科技完全实现双极板自主供应。同时，上海弘枫、嘉裕碳素等自主企业已逐步进入量产阶段。
金属双极板导电性能优异，大幅提升电堆整体的体积功率密度。不少电堆厂商逐渐转向采用金属板，但其使用寿命尚待考察。国内的金属板厂商尚处于小规模生产阶段，以上海治臻、上海佑戈等为主。根据氢能观察的数据，上海治臻在2020年6月投建1000万片/年的产线，2021年3月340万片/年的产能投产，有望迎来较大规模的金属双极板国产替代。
3.3、供气系统是燃料电池系统另一重要组成部分
3.3.1、空气供给系统国内较国外仍有差距
典型的燃料电池空气供应系统由空气过滤器、空压机、电机、中冷器、增湿器和膨胀机等组成。其中，空压机由电机和膨胀机共同驱动。根据电堆的输出功率，为燃料电池提供所需压力和干净空气。在空气供应系统中，空气的压力和流量对燃料电池系统的性能(能量密度、系统效率、水平衡和热损失)、成本和电堆的尺寸等有很大的影响。高压燃料电池系统不仅能提高电堆的效率和功率密度，同时还能够改善系统的水平衡。
车用燃料电池空压机与传统空压机的区别在于燃料电池空压机不能有油，防止污染催化剂。另外整个反应装置对压力波动有严格要求，所以叶片设计难度也高。目前空压机主流有两条路线：离心式和双螺杆式。(1)离心式噪音小、寿命短、工艺复杂、成本较高适合乘用车;(2)双螺旋杆式噪音大、体积大适合商用车。国内空压机与国外技术差距较大，价格相对有优势。国内主要企业为广顺、爱德曼、上海重塑科技，另外雪人股份也在做相关研发。
3.3.2、氢气供给系统：研发成本高、价格昂贵，国内企业相对薄弱
氢气供给系统由瓶口阀、过流阀、过滤器、减压阀、泄压阀、截止阀、气水分离器、氢气循环泵及管路和接头组成，根据系统需求不同还配有单向阀、阻火器和喷射器等。氢气循环泵作为氢气循环动力提供部件，需要在密封要求很高的情况下提供足够流量。国内企业目前参与氢气循环泵较少，雪人股份在研发进程中。
3.3.3、储氢瓶：国内常用的储氢瓶压力35MPa低于国际通用的70MPa
国内储氢瓶整体技术水平有待提高。受制于车载储氢瓶碳纤维等原材料依赖进口、技术成本居高不下等影响，目前我国广泛使用的车载储氢瓶仍为35MPaⅢ型瓶，与国际市场中更为普遍使用的70MPaⅢ型瓶相比，其储氢效率相对较低，应用瓶颈较为明显。尽管国内70MPa储氢技术已在不断推进，但要实现这一技术的商业化应用，仍有诸多问题需要解决，主要矛盾则是仍高度依赖进口的碳纤维等关键原材料。一直以来，碳纤维缠绕复合材料储氢气瓶都是氢能储运领域的重要技术，但多年以来这一技术为美国、日本等国垄断。近年来，包括上海石化、中复神鹰等制造企业已开启碳纤维国产化的进程，尽管国产碳纤维市场占比在不断提升，但产品整体质量稳定性仍需提升，储氢领域所需的碳纤维目前仍高度依赖进口。国内目前制备储氢瓶的企业相对较多，包含京城股份、中材科技、富瑞氢能等。
4、下游应用：重点关注燃料电池汽车的推广和应用
4.1、燃料电池需求综述
交通运输是燃料电池最主要的应用。燃料电池可用在交通运输、固定领域、便携式电子和航空航天等领域。根据日本FujiKeizai预测，2025年全球燃料电池市场中燃料电池汽车市场规模有望超过50%，下文将就交通运输领域展开进行重点分析，并在综述部分简要介绍固定式领域和便携式领域的应用。
固定式领域用途广阔，市场持续增长。固定式燃料电池技术包括MCPC、SOFC、PAFC和PEMFC。主要用于各种固定位置的电力供应，包括发电站、楼宇、工程等领域的大型首要电源、备用电源，用于家庭住宅和商业的微型热电联产(CHP)，以及电讯塔的首要或备用电源等。
便携式领域目前市场渗透率不高。燃料电池在便携式领域的应用主要包括燃料电池盒、燃料电池玩具，以及小型燃料电池充电器等。在消费电子产品领域，燃料电池在微型外部电池充电器上的应用发展迅速，在消费电子产品中也有应用前景。
4.2、燃料电池汽车市场尚未打开，静待政策落地
4.2.1、国家对燃料电池汽车的补贴政策更精准
燃料电池补贴政策仍保持高标准。我国政府吸取锂电池行业发展初期补贴申请的经验，现将补贴方式调整为选择一部分城市围绕燃料电池汽车关键零部件核心技术攻关，开展燃料电池产业化示范应用，在为期4年的示范期内，中央财政将按照结果导向，采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励，支持地方组织企业开展新技术研发攻关和产业化、人才引进和团队建设以及新技术在燃料电池汽车上的示范应用等。
4.2.2、应用场景：燃料电池商用车率先商业应用
燃料电池商用车率先商业应用。未来锂电与燃料电池不会是替代关系，而是互补关系。欧阳明高院士曾在2018年6月提出：“锂离子电池更适合替代汽油机，氢燃料电池系统更适合替代柴油机”。原因：(1)氢气运输成本高，加氢站投资成本也比较大，因此固定路线的车辆在应用中更有优势;(2)客车系统集成难度相对较低一些，目前国内主流客车企业都有燃料电池客车的布局，并且部分企业的产品已经正式交付运营。乘用车的系统集成难度更高，但单车功率不太大，相比重卡车或者大型公交车，搭载燃料电池系统的乘用车经济性不具备优势;(3)从边际成本的角度考虑，电动汽车构造简单，提升锂电池车的续航和载重需要加装电池，考虑锂电自重，其边际成本递增;燃料电池系统复杂，提高续航仅需增加储氢容量即可，边际成本递减。因此锂电池更适合乘用车领域，燃料电池系统适合有重载、长续航要求的商用车。
4.2.3、燃料电池汽车较锂电池汽车的环保性更佳
氢燃料电池目前成本达不到民用可接受的水平，国内技术成熟度有很大的提升空间，整个产业链正在布局过程当中。相比之下锂电技术已逐步成熟，电池的成本在规模化效应下显著下降。
4.2.4、从经济性角度考虑目前燃料电池汽车较油车和电车不占优势
氢燃料电池车目前在购置成本和使用成本上不占优势。同样的B级车，油车的购置成本最低，电动公交车的运营成本最低，氢燃料电池汽车在这两方面目前均不占优势。未来随着应用量提升，氢能源实现一定量的规模化效应，整车成本以及氢气成本均有望显著下降。
氢能源商用车率先在国内打开应用市场。基于国家政策支持，氢能源商用车在国内率先打开市场，但比较可知氢燃料电池汽车的购置成本是电动公交车或柴油公交车的2倍以上，目前经济性角度竞争力有待提升。
4.3、燃料电池应用空间打开的核心因素
4.3.1、各方静待国家层面的补贴政策落地
补贴政策尚未完全落地，下游需求递延。2021年4月9日，中汽协公布最新数据显示，3月燃料电池汽车产销分别完成45辆和59辆，2021年1-3月，燃料电池汽车产销分别完成104辆和150辆，同比分别下降43.2%和27.5%。
基于目前处于整个全行业发展初期，终端需求量有限，导致各项上游、中游生产不具备规模效应，目前氢能源商业化成本较高，从经济性角度考虑下游领域尤其是私营企业或个人消费者能接受的程度较低，企业在实际运营中容易出现入不敷出，持续亏损的局面，因此政府补贴有望引领氢能源产业链迈向成熟。
国家出台的以奖代补政策并划定五个示范发展区域，初步判断北京、上海、广东、河北、河南五个区域将充分受益于国家补贴率先发展，发展阶段有望显著领先未入围的省份。具体政策有待落地。
4.3.2、各环节技术成熟度、规模化后成本下降的空间
技术成熟度进步、规模化与成本下降三者是相辅相成，相互息息相关的关联因素。以锂电为例，电车发展初期技术不够成熟，下游销量少，企业生产无法满足规模效应，电池成本居高不下，最终限制了电车推广应用，这是负向传导的机制。如果随着技术成熟，需求提升，规模化满足后成本将有很大的下降空间，整个市场空间有望彻底打开。
4.3.3、消费者对燃料电池汽车认可度的本质提升
终端消费者对产品的认可是行业发展的根基。同样以电车为例，诸多司机在2019年以前对电车保持怀疑、谨慎、保守的态度，伴随特斯拉的崛起、整个锂电产业链的成熟、成本下降以及国产造车新势力纷纷推出自己的作品，越来越多的国内车主认可、接受电车，电车的市场渗透率显著提升。目前氢能源燃料电池汽车更多是商用车推广阶段，未来需得到更多私营企业或是普通消费者的认可，全行业才有望真正的完成从0到1的跨越。
4.4、氢气是工业生产中的重要原材料
4.4.1、半导体工业对氢气的纯度要求高
在大规模、超大规模和兆位级集成电路制造过程中,需用高纯氢、特高纯氢作为配制4/2、3/2、26/2等混合外延、掺杂气的底气。半导体工业对底气纯度要求极高,微量杂质“掺入”就会改变半导体表面特性。在电真空材料和器件例如钨和钼的生产过程中,用氢气还原氧化物得到粉末,再加工制成线材和带材。氢气纯度越高,特别是水含量越低,还原温度就越低，所得钨、钼粉末粒度就越细。
4.4.2、非晶硅与太阳电池亦需要高纯氢气
目前,高效a-Si太阳电池均采用射频辉光放电法制造,沉积大面积、高质量、均匀的a-Si膜是a-Si太阳电池的关键工序。Pin结太阳电池在沉积i层时采用氢与硅烷的混合气。对氢气纯度要求高,一般为5N以上。
4.4.3、氢气用于生产石英光纤
石英光纤的制造主要包括玻璃体预制棒制备及拉丝两道工序，在制棒工艺中采用氢氧焰加热(1200～1500Ⅲ),经沉积,可获得所需沉积层厚度，再经烧灼，制成光纤预制棒。对氢氧焰气体要求无固体粒子，否则棒上会有黑斑产生。对氢气纯度及洁净度均有一定要求。
4.4.4、石化工业中加入氢气可以除掉有害化合物
在炼制工业中，氢气主要用于石脑油加氢脱硫，精柴油加氢脱硫，改善飞机燃料油的的无烟火焰高度，燃料油加氢脱硫,加氢裂化;在石油化工领域,氢气主要用于C3馏份加氢，汽油加氢，C6～C8馏份加氢脱烷基,生产环己烷。加氢精制的目的是除掉有害化合物，例如硫化氢、硫醇、总硫、水、含氮化合物、芳香烃、酚类、环烷酸、炔烃、烯烃、金属和准金属等。催化重整原料的加氢精制目的是除去石脑油中的硫化物、氮化物、铅和砷等杂质。加氢裂化是在氢气存在条件下进行的催化过程,反应主要特征是C-C键的断裂。所用氢量大，压力高，空速低。选择性加氢主要用于高温裂解产物。
4.4.5、氢气在浮法玻璃生产中防止锡液被氧化
在浮法玻璃成形设备(即锡槽)中装有熔融的锡液,600～1000Ⅲ的锡液极易被氧化，生成氧化锡，以致玻璃沾锡又增加了锡耗。因此，需将锡槽密封，并连续地送入纯净的氮、氢混合气，维持锡槽内微正压与还原气氛，保护锡液不被氧化。保护气体中氮、氢气量比为10:1,要求含氧量不高于(5～10)×106，露点-60Ⅲ以下。
4.4.6、氢气在冶金工业中作为还原剂或金属高温加工的保护气
在冶金工业中，氢可用作还原剂将金属氧化物还原成金属，或可用作金属高温加工时的保护气。氢气还可用于还原若干种金属氧化物来制备纯金属。除此之外，在高温锻压一些金属器材时有时用氢气作保护气，以保护表面不被氧化。
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精选报告来源：【未来智库官网】。
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